油气集输工艺技术

油气集输工艺技术河南油田刘智军2014年12月河南油田稠油联合站稠油处理原工艺。站外来含水原油补气产出水去污水处理净化原油在线排砂二段脱水器一段四相分离器原油去管道外输泵在线排砂原油储罐流程一：一段四相分离+二段脱水器脱水工艺目录

一、油气集输基本知识

二、油气集输工艺技术三、油气水分离技术

四、非金属管、复合管材五、管线泄露与防盗检测技术六、集输系统存在问题和技术对策油气集输

就是把分布在油田各处的油气井采出的油、气、水混合物，经管道收集、单井产量计量后，汇集到接转站，输到联合站（脱水站）进行集中处理、加工的系统工程。油井计量站接转站联合站（一）概述一、油气集输基本知识油气集输

经过油气分离、油水分离（除砂）、原油脱水、原油稳定、天然气脱水与净化、轻烃回收、污水处理等，成为净化原油、天然气、液化石油气、轻质油、净化污水等合格产品；净化原油、天然气和轻质油经过储存、计量，通过管道、火车、汽车等方式输送到各用户，净化污水通过注水站回注或外排。

（一）概述一、油气集输基本知识油井产物多相混输气液分离液体气体原油脱水原油稳定污水处理外排油田注水站矿场原油库或首站外输稳定石油气轻烃回收外销回注净化轻烃回收干气输气首站外销轻烃产品外销矿场油气集输流程简介接转站井排阀组外输油炼油厂油站来水原油集输系统浮渣浮油分离器一次沉降罐二次沉降罐加热炉电脱水器净化油罐一次除油罐缓冲罐污水处理系统注水系统油井油层原油库预脱水剂破乳剂注水井一级气浮二级气浮注水泵过滤器聚合物驱泡沫驱复合驱等驱油体系原油处理站工艺流程示意图井排分离器一次沉降罐二次沉降罐三次沉降罐净化油罐原油/原油换热器加热炉稳定塔塔底泵外输泵末站天然气处理站压缩机脱水泵污水处理站工艺流程示意图

压力过滤罐

污水外输泵缓冲罐二次除油罐一次除油罐油站来水外输污水注水站（一）概述1．分井计量测出单井产物中的原油、天然气、采出水的产量，为监测油藏开发动态提供依据。油井计量站油站（二）油气集输工程的主要内容一、油气集输基本知识2．集油、集气

分井计量后的油气水混合物汇集送到油气水分离站场（接转站）；或含水原油、天然气汇集分别送到原油脱水站（联合站）及天然气集气站场（压气站）。斜板组波纹板组整流板组射频导纳仪溢油挡板进口气出口水出口油出口布液管（二）油气集输工程的主要内容一、油气集输基本知识3．油气水分离将油气水混合物在一定压力条件下，经几次分离成液体和不同压力等级、不同组分的天然气；将液体分离成低含水原油及游离水；必要时分离出固体杂质，以便进一步处理。（二）油气集输工程的主要内容一、油气集输基本知识4．原油脱水乳化原油破乳、沉降、分离，使原油含水率符合出矿原油标准。

石蜡基石蜡-混合基混合基混合-石蜡基混合-环烷基环烷基环烷-混合基含水率（%）0.51.02.0盐含量mg/l实测饱和蒸气压kPa在储存温度下低于油田当地大气压（二）油气集输工程的主要内容5．原油稳定

原油中的易挥发组分脱出，使原油饱和蒸汽压符合原油出矿标准，降低原油蒸发损耗。（二）油气集输工程的主要内容一、油气集输基本知识6．原油储存出矿原油盛装在常压油罐中，保持原油生产与销售的平衡。（二）油气集输工程的主要内容一、油气集输基本知识7．天然气脱水脱除天然气中的饱和水，使其在管线压力输送时，露点低于周围介质温度（5℃以上），以免在输送过程中析出游离水和形成水合物。（二）油气集输工程的主要内容一、油气集输基本知识8．天然气轻烃回收

脱除天然气中的烃液，使其在管线输送时烃液不被析出；或专门回收天然气中烃液后，再进一步分离成单一或混合组分作为产品。膨胀压缩机压缩端出口冷却器主冷箱辅冷箱1丙烷制冷辅冷箱2低温分离器液化气塔脱乙烷塔重接触塔液化气轻烃干气2.85MPa2.85Pa27℃

-20℃

-51℃

0.89MPa-83℃

2.82MPa-51℃

0.89MPa24℃

1.57MPa-22℃

1.29MPa64℃

干燥塔来气一、油气集输基本知识9．天然气脱硫、脱碳

达到天然气出矿质量要求，必要时进行脱硫、脱碳处理。10．烃液储存

液化石油气、轻质油分别盛装在压力油罐中，保持烃液生产与销售平衡。11．输油、输气

出矿原油、天然气、液化石油气、轻质油经计量后，利用管道经过加压（泵或压缩机）或加热输送给用户。12．油田采出水处理

利用物理法、化学法及生物法等方法对采出水进行处理，使得处理后水质达到注入水或其他相应水质标准。

简言之，油气集输就是把油井产出物进行收集、加工处理成合格商品，并送到用户的全过程。油气集输工程是油田的主要生产环节。油气集输系统又是油田的消耗大户，抓好节能降耗工作对降低原油开采成本、提高原油商品率等具有重要意义。

一、油气集输基本知识合计单井集油管线集油支线集油干线输油干线数量合计数量合计数量合计数量合计数量合计条km条km条km条km条km1、河南油田集输管网统计4804264045251840219431512919782、中石化集输管网统计231691388820277904524843027345116663649河南油田、中石化集输管网统计一、油气集输基本知识

技术水平指标名称河南油田平均水平胜利油田平均水平国内平均水平国内先进水平

加热炉效率（%）76.583.947585~90

输油泵效率（%）4950.154.965.4

油气损耗率（%）0.230.460.9540.17～0.32

油气集输密闭率（%）81%87.462.1100

原油稳定率（%）46%48.959.88100

处理吨油燃油当量耗量（kg/t）2.317.8717.96.3~8.3

处理吨油耗电量（kW.h/t）2.435.62

处理吨油药剂耗量（kg/t）0.50.23技术经济指标一、油气集输基本知识目录

一、油气集输基本知识

二、油气集输工艺技术三、油气水分离技术

四、非金属管、复合管材五、管线泄露与防盗检测技术六、集输系统存在问题和技术对策1、集油工艺外输油三相分离器一次沉降罐二次沉降罐加热炉电脱水器净化油罐原油脱水站接转站脱水泵油井油井计量站油井计量站单管集油工艺集油工艺双管集油流程单管串接流程单管不加热

单管加热

双管掺稀油流程双管掺活性水流程二、油气集输工艺技术油井计量技术发展简化了集输管网

随着示功图量油技术的发展和完善，油井井口实现在线连续计量，尤其对于气体较多或产量波动较大的井，示功图计量能更好的反映油井的实际状况。对于无杆泵采油井的井口计量则采用电功图量油。油井远程在线计量，无需建设计量站，实现了管网串联，简化了流程，降低了工程投资及运行费用，单井投资节省2-3万元，集输系统工程投资节省20-30%。该项技术在中石化都得到了广泛的应用，但在中石油还停留在经验推广阶段。中石化正在无杆泵油井电功图井口在线计量先导试验。传统集输管网示意计量站集中处理站集中处理站串联管网示意二、油气集输工艺技术

结合中石化油田自身特点，自2008年起，油田部已在20多个区块推广应用串联管网集输工艺，取得了显著的经济效益：

针对管线的穿孔造成串联管网上油井大面积停产的问题，在河南油田江河区使用新型埋地式截断阀等技术。针对单管集输工艺停输再启动的问题，可以采用高效井口电加热器。投资降低10～20％管线长度减少20～40％集输能耗降低10～40％运行成本降低3～10％节地（取消计量站、配水间）平均单井0.15亩二、油气集输工艺技术2、油气水混输增压技术发展实现流程简化

近年来，油气混输增压技术在国内油田得到一定程度的应用，部分取代了接转站的功能，简化了油气集输系统流程，实现了集输工艺模块化、数字化和无人值守，减少了占地，降低了建设工程投资30%左右，部分站点减少了天然气排放。传统接转站模式接转站联合站串联管网+混输增压撬增压撬二、油气集输工艺技术

中石化红河油田实行串接集输工艺，采用一级半（或二级）布站：油井—增压撬—联合站。增压站采用撬装化设备。

中石油西峰油区也采取“油井—增压撬—联合站”布站方式。建设增压撬数百套。混输增压撬二、油气集输工艺技术中石油辽河油田拥有较成熟的稠油集输与处理技术，对裂化降粘、乳化降粘技术也进行了试验和应用。裂化降粘采、集、输一体化工艺

主要针对>10000mPa.s的超高稠油(50℃粘度)，在井口或井下按照1:3掺入轻柴油，使得混合油粘度降至200-300mPa.s，经管道输至处理站脱水后，进入常压分馏塔，分出掺入的轻柴油组分，输至井口回掺，循环使用。分馏塔底部的稠油进裂化反应器，进行以降粘为目的的轻度裂化，使稠油粘度降至400mPa.s外输，从而实现采、集、输一体化。在辽河油田洼38建有一套3万吨/年裂化降粘装置。(已拆除，苏丹50万吨/年)超稠油乳化降粘管输工艺

需要在超稠油中加入碱性石油化合物或表面活性剂水溶液，形成水包油型乳化液，降低管路输送摩阻。辽河油田2001年建成1座40万吨/年乳化降粘装置，近几年运行效果良好，乳化油性质稳定，储存期3-6个月。由于乳化后的超稠油难以进行破乳，所以应用该工艺后的乳化油只能用于燃料使用。

加拿大是生产稠油大国之一，率先成功研究稠油加氢改质工艺。目前，国外在低粘液环输送等基础研究方面领先。（巴西）(国内加CO2形成超临界状态)

二、油气集输工艺技术3、井下油水分离、稠油裂解技术井下油水分离技术近年来重新得到各石油公司的重视，其技术原理是利用分离装置将油层产出的油水混合液在井下直接进行分离，然后将油液举升到地面，分离出的水在井下回注到地层中。主要有重力分离和水力旋流分离2种。加拿大C-FER技术公司、哈里伯顿等在井下油水分离技术方面处于世界领先水平。其示范工程采用该技术后产油量由4m3/d增加到15m3/d，产出水回注率为88%。几年来，美国和加拿大对53台井下气水分离器和37台井下油水分离器的应用研究表明，运行成功的设备约占45-65%。该技术待完善。中石化在胜利、河南油田开展了先导试验，在不影响油井产油量的情况下，地面产水量减少70%。设备购置和安装费用，比常规电潜泵的费用要高2-3倍，约为9-25万美元。工作性能取决于具体井口条件和流体物性，还不具备通用性，适用于高含水（≥90%）、原油密度小（<0.9）且除产层外至少另有一个回注层、直井或斜度不大的井。井下设备各部件的设计连接和控制困难，分离效果难以监测。近年来，针对稠油又开展了井下裂解技术（原位开采）的研究。催化剂、微生物、火烧油层法。二、油气集输工艺技术

国内油气集输及处理技术并不落后于国外，部分技术领先。在集输工艺方面，尤其在低渗透、小断块油田开发上，国内油田注重高效、节能油气集输配套技术的研究与应用，通过简化优化流程，采用不加热集输技术和串联管网集输工艺等，降低了原油生产能耗，达到国际先进水平。与国外同行相比，主要在以下几个方面还存在着一定差异：在站场平面布置、建构造物建造标准上，国外力求简洁。一般没有围墙、大门、站内混凝土道路（城市标准与农村标准），注重工人巡检通道、设备吊装维修和消防空间，场地由覆土填平，不具备观赏性，也不必考虑领导视察。但控制室标准很高，空调等一应俱全，按城市计算机房的标准配置。二、油气集输工艺技术双管掺水集输工艺井口采油树单井掺水管线单井注采合一架空管线注采分开掺水集油流程示意图注采合一掺水集油流程示意图主要特点：若原油含水达到65%以上，这时属于“水漂油”，管道中原油的表观粘度很小；井口无运行设备；掺入的水为游离状态，稠油很难乳化，在转油站只脱掺水，实现掺水闭路循环使用。目前胜利部分稠油和河南油田稠油采用该工艺。4、国内稠油开采集输技术工艺井口采油树单井掺水管线单井出油埋地管线单井注汽管线架空敷设二、油气集输工艺技术排6南区排601南区排601北区排601中区采油工艺井筒加药降粘井筒掺蒸汽降粘加热仅需考虑地面集输需求加热需综合考虑井筒降粘及地面集输需求二、油气集输工艺技术新疆克拉玛依油田二、油气集输工艺技术可在线标定的简易多功能防盗井口优化前的井口流程优化后的简易防盗井口流程简易多功能防盗井口形成了7项专利，既方便了标产，又简化了井口，使用后单井标产时间由2小时降为0.5小时，井口被盗情况减少95%以上。二、油气集输工艺技术井场流程：蒸汽→配汽阀组计量分配→注采合一管道→井口→采出液→注采合一管道→配汽阀组内的集油汇管→出井场集油至增压泵站。测控参数：每口油井的出油压力、温度，抽油机载荷位移、冲程、冲次、电压、电流、电量。井台的视频音频数据采集上传实现无人值守。配汽阀组采油树井口配汽阀组采油树井口标准化井场集输流程配汽阀组井场变压器控制柜视频监控系统平面布置二、油气集输工艺技术原设计一次优化二次优化温度计、压力表等安装在采油树横管上；补偿器安装放平缓；该区块油井在运行过程中井口抬升，最大抬升高度570mm，设计院进行了多次优化和详细计算。井口抬升补偿研究二、油气集输工艺技术5、布站方式

老油田以二级布站和三级布站方式为主。外输油三相分离器一次沉降罐二次沉降罐加热炉电脱水器净化油罐原油脱水站脱水泵油井油井计量站计量站接转站二、油气集输工艺技术功图计量、井口掺蒸汽、串接集输工艺示功图示功图标准化增压泵站二号联合站标准化井场示功图示功图标准化井场集输流程配汽阀组井场变压器控制柜视频监控系统平面布置二、油气集输工艺技术6、计量技术

计量技术液位计计量手动液位计量油装置双分离器往复交替式量油系统智能TM卡油气积算仪量油装置三相分离仪表计量两相分离仪表计计量在线不分离多相流量计量称重式油井计量质量流量计直接计量GPRS远程连续量油装置三容器气替液连续计量装置两相分离变压控制仪表计量装置无源控制多相计量系统柱状旋流式气-液分离器

从油田开发低含水初期的单管加热流程，逐步发展为高含水期单管不加热混输流程；从开发初期油气比高、含水低采用的玻璃管液位量油到两相分离仪表计量、三相分离仪表计量、在线不分离多相流量计量等多种方式。二、油气集输工艺技术6、计量技术

优点：

①流程简单直观；②对产量波动不大的油井，准确性较高。不足：①对低产井、间歇出液井及产量波动较大的井，计量准确性低；②以手动为主，劳动强度比较大；③对低伴生气井无法实现压液面操作。

胜利油田约有12%的油井因液量较低或原油粘度较大等原因没有实现单井计量，其他都实现了单井产量的计量，单井产量以液位计计量为主。

二、油气集输工艺技术油井液量计量时间间隔长，用瞬时值代表全天值，特别对于间歇出油井，不能准确反映油井的实际产液量；无法动态监控油井生产状况变化；对于液量过低、低含气、合走井无法进行有效计量。2-3天计量一次人工量油计量方式分离器计量常规分离器量油无法有效满足精细管理需求。油井液量二、油气集输工艺技术从液量、含水、含气、粘度等多因素考虑，筛选出3077口油井进行在用计量工艺对比测试，总结出各工艺适应范围，其中功图监控计量技术完全实现了油井自动化数据传输、管理。计量工艺名称分离器量油称重计量旋流分离计量功图监控计量量液原理连通器原理翻斗称重计量气液分离、质量流量计功图量油测试参数液量、气量液量液量、油量、气量、含水液量计量误差影响因素气量、粘度、液量气量、粘度、液量、多通阀密封情况气量、质量流量计标定情况、多通阀密封情况井下工况、定期标定情况安装要求建站安装室外安装建站安装或撬装安装井口安装信息化配套无法进行数据实时测试、连续计量、数据远传实现数据实时测试、连续计量、配套信息设备后可远传实时测试、连续计量、数据远传应用方向适用中高渗工况，不适用间出、稠油、含气量低工况适用各类油藏，不适用含气低、高含砂工况适用各类油藏，不适用高含气、高含砂工况适用各类油藏，不适用连抽带喷、结蜡、油管漏失等特殊工况存在缺点低液、间出油井，计量时间过长；外输压力高油井不能计量；人工倒流程劳动强度大；无法实现连续计量传感器易产生零点漂移现象，必须进行定期标定；多通阀漏失、稠油挂壁影响易加剧计量误差；设备单价高；受质量流量计工作范围影响，对于含游离气、含砂、高粘度稠油井适应性较差；设备单价高；多通阀漏失易造成计量误差较大不能计量电泵、螺杆泵井液量；必须进行定期标定二、油气集输工艺技术7、分队计量技术2009年以现河采油厂为分队计量试点，改造后原油输差从2008年的11%降到1.9%之内。

胜利油田10个陆上采油厂，共管辖255个采油队，其中已实现分队计量的采油队有83个，未实现分队计量的采油队有172个。二、油气集输工艺技术7、分队计量技术

分队计量模式：脱水站、具有分水功能的接转站采用三相分离计量，其它采用两相分离计量，采用三相分离计量原油计量误差控制在±5%之下；其它计量方式原油计量误差控制在±10%之下。

分队来液三相分离器天然气含水原油污水计量数据上传联合站分队计量流程图

二、油气集输工艺技术7、分队计量技术质量流量计分队来液油气分离器储油罐含水原油外输泵天然气计量数据上传分队来液质量流量计质量流量计分队来液油气分离器储油罐含水原油外输泵天然气计量数据上传分队来液质量流量计接转站分队计量流程图

两相分离计量质量流量计外输计量二、油气集输工艺技术8、接转工艺

进站阀组外输泵加热炉流量计外输压力缓冲罐（21座）油气分离器变频调速，控制排量密闭流程油气分离器进站阀组外输泵加热炉流量计外输原油罐依托缓冲罐，控制排量（36座）开式流程

按运行方式可分为密闭流程和开式流程两种，在调查的57座接转站中，目前密闭运行的接转站有21座，没有密闭运行的接转站36座，接转站密闭率只有40.4%（液量）。二、油气集输工艺技术标准化增压泵站规模：2000t/d；功能：站外来液的事故缓冲、增压、计量及含水分析、外输；自动化：视频监控，流量、含水、温度、压力、液位、泵的各类参数等上传，远程控制，达到全自动无人值守水平。进站阀组缓冲罐增压泵房标准化增压站模块划分工艺流程泵房示例自控通信建筑结构平面布置配电设施标准化增压泵站8、数字化管理方面：以调控中心为龙头，生产单位为核心，建立班组自主管理、独立作战，实现对原油生产、油田注水、油气集输、原油拉运、油井小修、生产辅助五大系统进行实施监控。（中国石化智能化管线管理系统建设）（数字油田：地上地下一体化——勘探开发一体化）。数字油田相关标准？中石油西峰油田采油二区调控中心二、油气集输工艺技术井场视频监控站内原油处理流程监控站外集输系统实时监控集输管网实时监控目录

一、油气集输基本知识

二、油气集输工艺技术

三、油气水分离技术

四、非金属管、复合管材五、管线泄露与防盗检测技术六、集输系统存在问题和技术对策油气水分离处理方法包括：（1）旋流（离心）分离

（2）重力沉降分离

（3）机械处理

（4）化学破乳

（5）加热处理

（6）电、磁聚结

（7）超声波聚结

（8）管道破乳

（9）混凝沉降等（一）技术现状三、油气水分离技术

油气分离的三种基本模式：一次分离，连续分离和多级分离。

一次分离：是指油气混合物的汽液两相一直在保持接触的条件下逐渐降低压力，最后流入常压储罐，在罐中一下子把气液分开。连续分离：指随着油气混合物在管路中压力的降低，不断地将逸出的平衡气排出，直至压力降为常压，平衡气亦最终排除干净，剩下的液相进入储罐。多级分离：是指油气两相保持接触的条件下，压力降到某一数值时，把降压过程中析出的气体排出，脱除气体的原油继续沿管路流动、原油中析出的气体再排出，如此反复，直至系统的压力降为常压，产品进入储罐为止。每排一次气，作为一级；排几次气，叫做几级分离。（一）技术现状三、油气水分离技术在一台油气分离器与一台储油罐连用时，通常就认为是两级分离。当二台分离器相连,且在不同的压力下工作，再与一台储油罐相连用时，就获得了三级分离过程。（二）油气水分离的主要形式三、油气水分离技术油气水分离处理装备油气分离处理设备气体净化处理设备污水处理设备原油脱水设备三、油气水分离技术分离设备形式

卧式分离器

立式分离器

球型分离器

三、油气水分离技术油气分离设备的归类

低压

中压高压按操作压力分类

真空生产分离器按用途分类

试井分离器计量分离器段塞流捕集器闪蒸捕集器膨胀分离器气体洗涤器滤气器过滤分离器三、油气水分离技术油气分离设备的归类

离心式

按分离原理分类重力式

混合式

三、油气水分离技术油气两相分离

重力分离撞击、改变流向，改变流速离心分离聚结过滤三、油气水分离技术撞击、改变流向，改变流速油气两相分离（气中除油）

三、油气水分离技术三相分离器

三相分离器是采出液处理的关键设备，能够有效提高油、气、水的分离效率。三、油气水分离技术

油气水分离及原油脱水技术几种典型的分离器结构

胜利分离器

二、油气水分离技术◆动态沉降罐二、油气水分离技术中部筛管进液、水洗强化破乳技术油相单相加热技术界面调节技术旋流排泥技术一段动态脱水罐结构结构优化：与普通大罐沉降相比，该设备脱水效率高，能够实现自动排泥，运行控制稳定，有利于提高脱水质量。◆动态沉降罐外输泵汽车外运或管输原油储罐三相分离器稀油储罐站外来液（中质油）加热器加热器中质油预脱水+稀油/剩余稀油混入中质油二段脱水工艺特稠油掺稀混合油/特稠油预脱水+一段动态沉降脱水+储罐切水脱水工艺仰角式预脱水器（撬装）仰角式预脱水器（撬装）一段动态罐储罐（切水）二、油气水分离技术在春光油田排二联特稠油脱水工艺中的应用(三)预分水技术现状及发展趋势预分水概念及类型主要指高含水期地面集输系统，仅分出部分水用于节能降耗，减轻后续输送、脱水设施负担、就地回注等目的的原油脱水。减少热能损耗

集中处理站内

提高脱水效果、降低原油含水预分水就地分水就地处理回注

站外接转站

就地掺水

二、油气水分离技术外输泵净化油罐计量外输进站加热炉沉降罐大罐抽气装置火炬油气计量分离器注水井接转站三相分离器除油罐沉降罐提升泵过滤器注水泵预分水概念及类型三、油气水分离技术计量外输预分水概念及类型火炬注水井提升泵过滤器注水泵外输泵净化油罐沉降罐大罐抽气装置三相分离器除油罐沉降罐三相分离器进站加热炉油气计量分离器预分水装置接转站过滤器沉降罐注水泵预分水除油罐三、油气水分离技术高含水期地面集输系统需要进行预分水以降低集输及污水处理系统能耗、成本和改造投资，提高经济效益。国内大部分油田已进入高含水期（含水80%以上），液量逐年增加，这部分增加的污水，占据了输油管道和沉降设备的容积，降低了设备利用率而整个地面系统基础设计是按含水50%能力实施，液量的增加和滚动开发造成原有地面系统的不适应,主要存在以下问题:预分水概念及类型三、油气水分离技术1、超负荷运行：集输干线；集中处理站脱水系统。2、改造投资增大：集输管线改造投资，降回压泵投资，站内脱水系统改造投资。3、能耗及成本增大：大量污水长距离往返输送。采油井口回压升高的电能消耗，降回压泵的电能消耗，污水加热能耗的损失、运行管理维护成本增加。4、大量污水的循环加速了管道和设备的腐蚀，缩短了设备的使用寿命通过预分水可以改善或解决以上诸多问题预分水概念及类型三、油气水分离技术20#站40#站5#站1#站25#站24#站23#站41#站4#站联合站●●●污水增压站油气水分离技术1、预分水设备

提前将污水分离出来的设备即为预分水设备，目前国内外没有专用的预分水设备，各油田采用的一系列的替代产品进行预分水。预分水设施主要有：①三相分离器；②水力旋流器；③管道分水器预分水技术现状三、油气水分离技术2023/3/30目前使用的油气水高效三相分离器结构原理图技术原理油水混合液井设备进口进入设备，经进口分气包预脱气后进入水洗室，在水洗室中油水混合液发生碰撞、摩擦等降低界面膜的水洗过程，分离出大部分的游离水，没有分离的混合液井分配器布液和波纹板整流后进入沉降室，并在沉降室进行最终的油水分离，达到脱水的目的。三相分离器预分水，运行工况稳定，管理方便，但除油效率低，出水含油指标高，后续处理工艺复杂、投资高。采用三相分离器预分水，由于污水分离净化的有效空间不足，造成除油效率低，出水含油高达500mg/L以上，后续污水处理系统必须采用二级除油加过滤的处理工艺，造成污水系统投资和运行费用高，占采出液处理的70%以上。三、油气水分离技术优点占地面积小、质量小、效率高；除海上油田污水处理有应用外，陆上油田已基本不再单独使用，目前发展方向主要是作为前端预处理与其它技术组合应用。缺点出水水质波动大，除油率低（90%左右），能耗高、压降大；当来液波动大时，中间油柱极容易下行至出水口，造成出水含油升高。水力旋流器收油罐提升泵旋流器滤罐沉降罐出水旋流污水处理工艺流程三、油气水分离技术工作原理是自然沉降分离结合浅池分离原理；主要用在高温高产液量井就地分水回掺，对脱出水含油要求不高的地方，降低掺水压力，降低掺水能耗和管线投资，并减少了联合站的运行负荷。优点：占地面积小，简单容易操作、投资低，处理量小。缺点：分离出水水质无法控制，分离效率低。管道分水器高温高产井管道分水器脱出含水油去单井掺水部分脱出水气出口泵去集输支干线管道分水器掺水提升泵三、油气水分离技术预分水设备目前各油田采用的预分水设备的替代产品在一定程度上起到了预分水的效果；其中三相分离器应用最广；效果及稳定性好，可同时进行气液分离。不足：占地面积较大，属压力容器管理工作量大。旋流分水器，体积及占地面积小，由于对现场来液适应能力弱，分水除油效果及稳定性差，能耗大，在现场实际中极少应用。目前实际应用的分水设施均存在分出水含油指标较高的问题（500mg/L），造成后续污水处理系统复杂。三、油气水分离技术预分水技术发展趋势技术需求高含水期地面系统需要短、小、精的分水技术设施，以满足简化工艺、降低投资、占地和成本的生产要求,同时达到分出水含油尽可能低。.技术发展趋势1、向技术集成化、一体化、小型化、低投资和低成本方向发展（如旋流、气浮、沉降、聚结等技术的优化集成），发挥不同技术的优点，适应不同介质条件下的分水除油技术要求，以提高其稳定性和处理效果。

一体化分水技术，改进油水分离与污水系统分别处理的传统技术，将分水与污水除油功能有机结合，形成一体化技术和装置，重点研究在高效分水的同时，强化除油功能改善出水水质，将预分水除油设施出水含油指标降到到15

--50mg/l，从而简化处理工艺、降低和减少脱水及污水处理设施占地、投资、能耗和运行费用。三、油气水分离技术预分水技术发展趋势2、旋流作为分水除油的预处理技术，主要向提高出水水质稳定性、与气浮有机融合的方向发展。3、利用含油污水中溶解的天然气进行自溶气净化，将是简化分水除油工艺、节约处理成本和设施投资、提高处理效率的重要发展方向之一。三、油气水分离技术预分水技术发展趋势低含水油进联合站一体化预分水除油装置注水井三相分离器预分水除油罐缓冲罐提升泵过滤器注水泵油气计量设备可省去除油罐接转站预分水工艺流程图三、油气水分离技术一体化预分水除油装置原理图浮渣水室低含水原油原油处理装置出水（含油<15mg/L）溶气释放装置压力、稳流平衡压力调节平衡采出液天然气回流管溶气平衡外输缓冲罐聚结装置以新型自溶气和高效旋流净化技术为主导，配合聚结分离、液位界面控制等技术，进行技术集成，形成一体化预分水除油技术及装置预分水技术发展趋势三、油气水分离技术目录

一、油气集输基本知识

二、油气集输工艺技术三、油气水分离技术

四、非金属管、复合管材五、管线泄露与防盗检测技术六、集输系统存在问题和技术对策非金属管、复合管材应用非金属管、复合管材应用玻璃钢及其各类复合管尼龙、芳纶等塑料管钢骨架复合管钢管内衬玻璃钢钢管内衬水泥砂浆钢管内衬高密度聚乙烯钢管内衬不锈钢其它等玻璃钢罐四、非金属管、复合管材技术金属管道内衬技术四、非金属管、复合管材技术

旧管道的修复主要有水泥砂浆、聚合物复合衬里和内穿插HDPE管等技术。旧管道修复技术四、非金属管、复合管材技术玻璃钢管道：该管道具有双面防腐不结垢、流体阻力小和耐磨蚀等特性,并且维护工作量小、不污染水质。已在联合站内使用达200多公里，站外也近500公里。近年来引进了美国阿麦荣公司和史密斯公司的高压玻璃钢管，用于井口注水管线和注聚合物的三次采油工程。从史密斯公司的中国哈尔滨工厂采购了中高压玻璃钢管，用于油田注水和井口集油工程。这些管道生产工艺，经过了美国石油学会认证，符合石油专用玻璃钢管材标准，产品质量能满足油田生产要求。使用效果是不错的，能够有效的抑制腐蚀、延长管道使用寿命，其综合效益高于钢质管道。玻璃钢管道在使用过程中也存在一些问题，主要在接口技术上；部分母材质量不过关，也出现渗漏；高温高压条件下易老化。非金属管、复合管材应用1、玻璃钢四、非金属管、复合管材技术钢制污水罐及管道易腐蚀，使用寿命短，易造成水质二次污染。“站内外”一体化防腐技术2个方面单罐规模化防腐技术非金属管、复合管材应用1、玻璃钢四、非金属管、复合管材技术单罐规模化防腐技术200m32000m3可以替代中小型钢质污水处理罐1、玻璃钢非金属管、复合管材应用四、非金属管、复合管材技术“站内外”一体化防腐技术玻璃钢防腐技术示范站—广利污2x500m3罐2x1000m3罐2x1500m3罐2006年以来，开发应用了玻璃钢防腐技术，建成了广利污、义99站内外玻璃钢一体化防腐示范站，并在KD18站、义和污、现河首站等多个污水站进行了推广应用。预计玻璃钢污水罐和管道使用寿命可达30年。1、玻璃钢四、非金属管、复合管材技术2、尼龙管在制碱等强腐蚀行业得到普通采用，它除具备玻璃钢管的优缺点外，还具有较强的耐磨性和耐温性。四、非金属管、复合管材技术3、钢骨架复合管钢骨架复合管是以钢丝网或钢板孔网为骨架，以高密度聚乙烯或聚丙烯为基料，经挤出成型的钢骨架增强塑料复合管。它综合了钢管和塑料管的性能，具有双面防腐、内壁光滑不结垢、耐磨，抗压及拉伸强度高，绝热性能好等特点。尤其是管子连接采用电熔套筒方式，能够形成牢固不渗漏的的接头，现场操作非常方便。非金属管、复合管材技术4、节能型亲水防蜡电伴热连续增强塑料复合管主要特点有很强的承压能力；有优越的耐介质腐蚀性能；有良好的地形地貌适应性；管道内壁具有优越的亲水性；可通电加热，解堵、解冻，智能电伴热；连续、柔性，安装、维护便捷，节省近50%的施工费用；适用非开挖管线穿越；良好的抗漂浮性；抗外力冲击；可在阳光下长期使用。四、非金属管、复合管材技术河南油田西部春光油田传统采用的金属输油管线，在使用过程中腐蚀现象严重，管线寿命不达标严重影响产量和环境安全。使用节能型亲水防蜡电伴热输油管即可满足管道抗腐蚀的要求，并且管道不结蜡、不堵塞，避免管道堵塞时因高压热洗而产生的管道损伤。四、非金属管、复合管材技术连续增强塑料复合管产品具有优异的防结蜡防堵塞一般材料水接触角103°

改性材料水接触角38°性能改性HDPE常用金属相对当量粗糙度Δ/mm0.0015～0.0150.009～0.3堵塞—停井维护的主要原因四、非金属管、复合管材技术对于不同的使用条件，使用不同的管道产品，采用不同的特性产品保护层：可采用聚乙烯（HDPE）、交联聚乙烯（PEX）或PERT、尼龙（PA）、聚偏氟乙（PVDF），避免内部腐蚀。增强材料为钢丝，或玻璃纤维和钢丝组合，根据特殊的结构设计使管材可进行通电加热保证管材使用温度。传输层：可采用聚乙烯（HDPE）、交联聚乙烯（PEX）或PERT、尼龙（PA）、聚偏氟乙烯（PVDF）。避免外界腐蚀四、非金属管、复合管材技术94以较常用的单井集输管线（DN80/1000米）为例：项目管道类型及规格主材费元/km防腐土建挖沟回填安装总价（元）内防腐无溶剂涂料黄夹克保温焊口防腐和热伸缩套工作量费用（元）连续管DN80T97×11/PN5.5230000///15000运输安装敷设/螺纹连接10000255000（25年）无缝钢管（无内防腐）DN80D89×570000/650002800015000运输布管/92道焊缝/焊口探伤检测/外补口60000238000（8年）无缝钢管（有内防腐）DN80D89×57000042000650002800015000运输布管/92道焊缝/焊口探伤检测/内外补口600002800000（15年）比较连续管：10200元/年；无缝管：29750元/年，无缝管内防腐后：18667元/年2-3年后钢管即开始有腐蚀泄漏，其抢修费用会逐年增加，还有污染处理费用等是远高于连续复合管的！连续管道应用效益分析四、非金属管、复合管材技术目录

一、油气集输基本知识

二、油气集输工艺技术三、油气水分离技术

四、非金属管、复合管材

五、管线泄露与防盗检测技术六、集输系统存在问题和技术对策80年代末出现90年代日趋猖獗打孔工具手摇钻铁铳期

焊接期

卡子期

直接阀门空心钢钎期

侧接阀门空心钢钎期

盗油方式明孔暗孔空心钢钎地道团伙化程度从无到有、从个人家庭为单位发展到有具体分工、打孔和盗油相分离的互不见面团伙

五、管线泄露与防盗检测技术打孔盗油工具打孔窃油工具钢钎的演变过程第一代钢钎（直接阀门）直径Φ20长度50cm第二代钢钎（侧接阀门）直径Φ32长度80cm第三代钢钎（侧接阀门）直径Φ32长度150cm五、管线泄露与防盗检测技术输油管线地平面

空心钢钎进油孔人工钻钢钎打孔过程五、管线泄露与防盗检测技术窃油池(10×6×2)窃油地道出口（距输油干线约100米）地道外40余米的皮管线盗油的地道通过地道接出的窃油管线已被挖开的地道地道与输油管线接口处输油管线

不法分子从窃油地道接出的管线五、管线泄露与防盗检测技术低着头、踩着线，半个小时巡一遍加强护线管理管线泄露与防盗检测技术管道沿线的值班岗楼加强护线管理管线泄露与防盗检测技术国内外管线泄漏及防盗检测方法泄漏检测方法物质平衡法仿真模型法负压波法(压力波法)声波法(原油介质传播)声波法(管壁介质传播)应力法防盗检测方法管线泄露与防盗检测技术物质平衡法

流入量A

流出量B

B<A管线有泄漏五、管线泄露与防盗检测技术负压波法

）探测器1探测器2）（（）（））t1t2压力波传播速度：V（可测）管线总长：S（已知）泄漏点距探测器1的距离：L=S/2+V*(t1-t2)产生瞬时的低频负压波变五、管线泄露与防盗检测技术声波法

）探测器1探测器2）（（）（））t1t2声波法原理和负压波测漏原理相似。产生瞬时的低频泄漏声波五、管线泄露与防盗检测技术防盗检测技术-声波法

）传感器1传感器2）（（）（））t1t2敲击管线、挖土、打孔等产生的声波五、管线泄露与防盗检测技术防盗检测技术-应力波法

）探测器1探测器2）（（）（））t1t2敲击管线、挖土、打孔等使管线受力产生的应力波五、管线泄露与防盗检测技术盗油图形五、管线泄露与防盗检测技术五、管线泄露与防盗检测技术细水长流式盗油五、管线泄露与防盗检测技术输油管道检漏系统建设五、管线泄露与防盗检测技术目录

一、油气集输基本知识

二、油气集输工艺技术三、油气水分离技术

四、非金属管、复合管材五、管线泄露与防盗检测技术

六、集输系统存在问题和技术对策1、地面集输面临的主要问题和挑战

陆上石油开发条件复杂化、多样化，地面工程建设难度加大。浅海石油产量呈减少之势，深海石油产量则不断增长，为此需要解决超深水生产技术难题。随着成熟油田进入产量衰减期，提高现有油田采收率技术将在满足全球石油需求方面发挥重要作用；多数老油田已进入高含水和特高含水期；现有地面系统难以适应。随着低品位、低渗透油气资源的开发，现有部分技术难以满足建设和生产需要。煤层气、页岩油气、水合物等非常规资源的开发，给地面工程带来新的问题。环保问题日益得到关注，对天然气、污水、污泥等油田生产外排物提出了更高要求，许多国家或地区已不允许外排。六、集输系统存在问题和技术对策高含水油田仍旧是今后一个时期原油生产的主力，随着开发年限的延长，地面系统骨架工程已进入更新、维修期，改造投资逐年增大。主要表现在：设备陈旧老化、能耗高、效率低；管道腐蚀严重，穿孔、漏油事故频发，严重危害安全生产。（油系统大马拉小车、污水超负荷）随着污水量的不断增加（综合达89%）、污水性质变化，现有污水处理系统面临降低改造投资和运行成本的挑战。多元复合驱、C02驱产出液处理难度加大，处理成本高。

制定老区地面工程更新、改造的标准；及时改造、维修影响安全生产的设施；进一步优化和简化高含水油田地面集输系统，降低生产和运行成本，是地面工程面临的长期性问题。“十二五”时期，是中国石化建设世界一流能源化工公司的重要阶段。要实现集团的上游油气发展战略，地面工程面临以下几个方面的问题与挑战。（1）东部老区地面系统能耗增大，设备老化、腐蚀严重、污水处理难度高1、地面集输面临的主要问题和挑战六、集输系统存在问题和技术对策老油田产出液性质逐年发生变化，处理难度增大

目前有11座站涉及到含聚采出液的处理问题，12座处理站涉及到稠油处理问题。阵发性高含水频发，虽然全年外输含水不高，但处理高含水原油期间影响生产运行，造成处理成本高，加大自用油及脱水药剂的消耗，运行极不经济。

形成了典型的“重质油＋热采稠油＋高含聚”采出液难处理的情况，原油密度由2006年的0.9495g/cm3上升到目前的0.9610g/cm3，部分超稠油密度已经超过水的密度，原油粘度(50℃)由640mPa.s上升1338mPa.s，最高的东二联合站达到了2193mPa.s。孤东采油厂

1、地面集输面临的主要问题和挑战六、集输系统存在问题和技术对策

注聚合物驱油后，孤二联合站采出液中聚合物高达150mg/L。使原油乳化稳定性增强，站内脱水处于紊乱状态，脱水破乳剂用量成倍增加，一次沉降罐原油含水由<10%增加到40～50%，出水含油由<1000mg/L达到4000mg/L，此孤二联合站延长了重力沉降流程，又增加了三次沉降罐来保证外输原油含水。孤岛采油厂

孤二联合站原油密度变化趋势图1、地面集输面临的主要问题和挑战六、集输系统存在问题和技术对策

集输管线使用15年以上占总数的15.5％，时常发生穿孔，在2009年检测的1134.2公里各类油气水管道,就发现防腐层破损、管道严重腐蚀、管壁严重减薄800余处，有的长期被各种建（构）筑物占压，安全、环保隐患较多。集输管线腐蚀严重

1、地面集输面临的主要问题和挑战六、集输系统存在问题和技术对策

由于油田大部分站场为早期建成，自控水平较低，部分系统因超出保修期或缺少维护资金出现故障无法及时维修，从而导致系统瘫痪等。信息化水平较低且维护维修少

应当加强现有自动化设备、装置的使用和维护，充分提高已有自动化设备的利用率；提高原油集输与处理系统的自动化水平，提高生产过程中数据和操作的准确性，提高效率。1、地面集输面临的主要问题和挑战六、集输系统存在问题和技术对策沿程水质控制措施不到位，井口水质达标仍未实现井口水质变差，达标率下降约7个百分点主要原因是目前的“三防”药剂投加未考虑全程水质稳定，注水系统存在诸多影响水质稳定的因素，如曝氧、细菌滋生等。六、集输系统存在问题和技术对策“二元驱”影响污水站情况采油厂二元复合驱区块受影响污水站处理水量（m3/d）水性特点河口埕东西区埕东53000含聚合物含表活剂乳化程度更高相态更稳定孤岛B61、B72、东南部、Ng3孤一15000孤四24000孤东七区西二元先导、六区东南、西北、三四区东二37000合计94129000（76000）化学驱污水处理技术有待进一步攻关和完善

相比“含聚污水”来说，二元复合驱污水“油包水、水包油”，多重乳化，相态更加稳定，处理难度极大。目前在化学驱污水除油方面仍存在问题，特别是随着化学驱采油规模不断扩大，污水量日渐增加，如何开发少加、不加药的高效除油工艺已迫在眉睫。六、集输系统存在问题和技术对策污水资源化技术有待进一步攻关根据“十二五”减排规划，外排水量不断控减，外排压力越来越大，从“节能减排”、“环境保护”等多角度出发，开展“污水资源化”用途和技术研究已非常紧迫。低渗注水1.975.56耗用清水三采配聚2.14热采锅炉1.47富裕污水

回灌9.5外排5.615.1六、集输系统存在问题和技术对策

“十二五”，塔河于奇区块原油为高粘度、高含蜡、高含硫的超重质原油，平均原油密度1.04g/cm3；粘度大，凝固点大于50℃；含硫3.12%，平均含蜡量为3.25%。于奇油田开发所需稀油资源短缺，制约该区块的开发，如何实现超重质原油的集输和脱水工艺优化是地面工程的重大挑战。西部新区多位于沙漠腹地（玉北、塔中）、黄土垣（红河、富县、延南等）等地形复杂区域。原油外输、供水、供电及道路等系统工程量大。地面工程方案优化难度大。（2）西北新区稀油短缺及复杂地形使地面工程难度增大随着中石化天然气勘探开发资源程度不断提高，剩余天然气主要为低产低渗等低品位资源，相当多的气田逐步进入衰竭期，产量递减快，高效经济开发困难。天然气液化装置小型化（LNG\CNG\柴油“美国、日本、挪威”）（3）天然气开发低产低品位气田经济开发困难1、地面集输面临的主要问题和挑战六、集输系统存在问题和技术对策煤层气、页岩气等开发具有初期投资大、低压、低产、回收周期长的特点，需对集输管材、设备选型、增压方式进行研究，优化集输系统，尽量降低投资。常规处理技术对大型酸化压裂返排液处理效率低、效果差，无法满足达标外排和重新回用配制酸化压裂的水质指标要求，直接影响非常规油气田的规模开发。我国煤层气田、页岩气田的开发建设缺少行业规范标准（中石油已开展此项工作）。地面集输工艺技术多处于开发前期的先导性试验阶段。（4）非常规开发地面集输工艺及配套技术亟待研究和完善1、地面集输面临的主要问题和挑战六、集输系统存在问题和技术对策多余污水达标外排受限，回灌成本高。胜利、河南、西南面临污水零排放及外排标准提高，现有污水处理设施、技术无法满足要求等问题。高矿化度污水资源化利用技术不成熟、处理成本较高。含油污泥等固体废弃物尚无有效的处置手段，资源化、无害化处理技术不成熟。环保意识的增强、环保法规的不断完善势必对地面工程建设与管理带来深刻的影响。CO2、CH4等排放将会受到严格限制。随着国家“碳减排”规划的逐步实施，对油田开发将会逐步实施碳排放的指标控制，势必对地面工程建设和运行提出更高的要求。(中国10亿。全球4.9%，5万亿立方英尺火炬，共排放二氧化碳2.78亿吨)土地资源稀缺、给地面工程用地方案优化带来挑战。（5）环保安全绿色开发对地面工程技术提出严峻挑战（6）科研科研投入与科研队伍建设亟待加强1、地面集输面临的主要问题和挑战六、集输系统存在问题和技术对策2、地面集输发展趋势及重点攻关方向

全球一次能源消费增速趋缓，2013年全球一次能源增长2.3%，低于过去十年2.5%的平均增速，除石油、核能和可再生能源发电外，所有燃料增速均低于平均水平。(十三五、石油？)

2013年中国的非化石能源占比达9.6%，增速超50%。六、集输系统存在问题和技术对策国外地面工程技术热点复杂地貌、深水海底设施：系统工程技术：地面地下一体化设计优化技术。油气混输技术：多相流计算方法的完善，多相混输泵、多相流量计的研发。稠油开发配套技术：利用表面活性剂乳化降粘进行稠油集输；利用特高含水期采出液的特性，采用低粘液环输送。井下裂解降粘技术。污水处理技术：高通量耐污染膜分离技术、一体化集成技术、新型水处理药剂的研发。天然气处理技术：研发新型脱硫脱碳溶剂；开发新型的脱硫脱碳工艺及脱水工艺；在硫磺回收方面，研发新型催化剂并开发新工艺；开发新型尾气处理工艺及改进型工艺。大型化、小型化。2、地面集输发展趋势及重点攻关方向六、集输系统存在问题和技术对策国内同行“十二五”的技术指标“十二五”期间，整装油田（多大规模？）原油密闭率达到100%，原油稳定率（？）达到100%，天然气处理率达到100%，采出水处理及回用率达到100%，油田百万吨和气田亿方产能地面建设投资要降低3%-5%，新建产能工程新增劳动定员减少10%。配套攻关九项核心技术（酸气、稠油、污水、煤层气）高压凝析气田简化计量技术低成本酸性气田集输用管特低渗透油田采出水处理技术复合驱油田高效处理设备及药剂稠油SAGD能量综合利用及高干度注汽技术稠油火驱调控及配套地面技术酸性气田高效脱硫脱碳技术经济适用的注水水质指标及采出水高效处理工艺煤层气低成本地面关键技术2、地面集输发展趋势及重点攻关方向六、集输系统存在问题和技术对策集成推广八项成熟技术一体化集成装置油井简化计量技术稳流配水技术不加热集油技术高效油气集输与处理技术低成本高效化学药剂非金属管道应用变频调速技术超前储备八项前瞻技术二元复合驱开发配套技术泡沫驱开发配套技术生物驱开发配套技术二氧化碳驱开发配套技术污泥资源化规模技术页岩油开发配套技术页岩气开发配套技术储气库大型化2、地面集输发展趋势及重点攻关方向六、集输系统存在问题和技术对策加强基础技术研究，为地面工程技术发展提供理论和技术支持1、重点开展原油凝固点温度以下不加热集油机理2、二氧化碳、硫化氢和氯离子等多种因素共存下的腐蚀机理（埃克森.美孚）3、高温高压下凝析气田物性变化规律4、高酸性气田低成本集输管材

5、非常规天然气标准体系及标准整体推进标准化设计，持续提高地面工程水平2、地面集输发展趋势及重点攻关方向六、集输系统存在问题和技术对策“十二五”时期，中石化地面工程要以科学发展观为指导，紧紧围绕“东部硬稳定、西部快上产、天然气再翻番，非常规大发展”的油气发展战略，加大科技创新力度，以降本增效，绿色发展，创建世界一流为目标，建议地面工程按照重点攻关、推广、超前储备技术三个层次，发展目标确定为“933”。2、地面集输发展趋势及重点攻关方向六、集输系统存在问题和技术对策中石化“十二五”地面工程技术攻关方向：（1）重点攻关技术：9项可再生能源（太阳能、风能）在地面工程中的应用超稠油开发地面集输与处理技术煤层气开发地面配套技术新型一体化预分水除油技术污水综合利用技术多元复合驱污水处理技术大型酸化压裂返排液处理及回用技术固体废弃物处理、处置技术地热综合利用技术2、地面集输发展趋势及重点攻关方向六、集输系统存在问题和技术对策（2）积极推广成熟技术：3项“标准化设计、模块化建设”模式串联管网集输工艺油田20kV配电技术（3）超前储备前瞻技术：3项页岩气、页岩油等非常规资源开发地面配套技术中深海油田开发集输及配套工艺技术天然气水合物开发配套工艺技术2、地面集输发展趋势及重点攻关方向六、集输系统存在问题和技术对策①可再生能源（太阳能、风能）在地面工程中的应用太阳能、风能作为洁净可再生能源在油田生产中有着广阔的应用前景。江苏油田、胜利孤东油田等开展了太阳能加热集输工艺相关研究工作。埕岛油田海上采油平台采用风力发电技术，在国内尚属首次。研究院地面所目前与江苏油田设计院拟合作开展太阳能、风能在油田地面工程中的应用研究。计划在取得一定成果的基础上，选择太阳能、风能较为丰富的地域进行推广应用。2012年美国的太阳能发电及私人安装太阳能增加59%和53&。（发展方向、甚至….）2、地面集输发展趋势及重点攻关方向六、集输系统存在问题和技术对策（1）重点攻关技术—9项②超稠油开发地面集输与处理技术

“十二五”，针对塔河于奇高粘度、高含蜡、高含硫的超稠油开发，稀油资源严重不足。重点从改质、催化裂化、乳化降粘、低粘液环输送四个方面进行攻关。方法优点不足当前阶段稠油改质降粘法从根本上降低稠油的粘度，改善稠油在管道中的流动性。硬件条件要求高，投资大国内外均有成功的现场试验稠油催化裂化法从根本上降低稠油的粘度，改变稠油的组成。投入较大辽河油田有成功的现场试验乳化降粘输送方法形成水包油乳状液，降粘效果显著。该技术仍然存在一些尚未解决的技术难题，如乳化剂的适用性、乳状液稳定性与脱水问题加拿大、委内瑞拉等国取得成功的现场试验，但仅在委内瑞拉有成功应用低粘液环输送方法在相同的流动条件下，压降最小，泵功率也最小。环状流型稳定性比较差，很容易遭到破坏而最终形成混相的形式。室内和工业试验阶段（1）重点攻关技术—9项2、地面集输发展趋势及重点攻关方向六、集输系统存在问题和技术对策③煤层气开发地面配套技术根据集团“十二五”规划，加快延川南煤层气开发试验，实现规模建产，“十二五”新建产能5亿方，2015年产量3亿方。认真研究国内外煤层气地面工程技术，为中石化煤层气大规模开发进行技术储备。主要开展以下几个方面的研究：a.煤层气低成本集输优化技术研究本着“简单适用、安全可靠、适应性强”的原则，将煤层气地面集输工艺的各项技术进行集成优化，形成一套适应于煤层气特点的地面集输工艺技术。b.煤层气采出水有效利用的途径和方式研究研发出煤层气采出水无害化处理和综合利用技术，找出煤层气采出水的综合利用途径，解决采出水排放对环境的污染，避免水资源的浪费。c.煤层气地面工程相关标准研究我国煤层气地面集输工艺多处于开发先导性试验阶段，目前国内尚无煤层气地面建设的标准和规范。因此，要加强相关的标准规范的研究和编制工作。（1）重点攻关技术—9项2、地面集输发展趋势及重点攻关方向六、集输系统存在问题和技术对策③煤层气开发地面配套技术d.煤层气环境保护技术

煤层气的勘探开发对环境的影响也是一个不可忽视的问题。对美国西北部PowderRiver盆地的煤层气开发来说，产出水处理目前成本最高。在大多数非常规油气开采过程中必不可少的副产品，根据储层地质情况，产出水的水质有的可饮用，有的由于可溶解固相颗粒含量过高而不可直接进行排放。由于产出水的溶解氧浓度较低，即使固相颗粒含量低，在排放到河流之前也必须对其进行处理。

（1）重点攻关技术—9项2、地面集输发展趋势及重点攻关方向六、集输系统存在问题和技术对策④新型一体化预分水除油技术石勘院地面所已完成科技部《新型一体化预分水除油技术》研究项目，现场试验各项指标达到或超过设计要求。新型一体化预分水除油技术，将分水与污水除油功能有机结合，形成一体化装置，强化除油功能，改善出水水质，使出水含油由原来的1000mg/L降到15mg/L，从而简化后段处理工艺、减少投资和运行费用等。初步测算，应用该装置地面系统改造投资可降低约20-30%，运行费用可降低约20-50%。提高分水比例是今后的研究方向。（1）重点攻关技术—9项2、地面集输发展趋势及重点攻关方向六、集输系统存在问题和技术对策DMS-1型一体化预分水除油装置来液与处理后出水装置处理效果报表（部分数据）日期来液量（m3/h）来液含水（%）出水含油（mg/L）出水含悬浮物（mg/L）4.012579534.022680234.032480144.042582454.052684124.062683334.072384544.082585134.092678354.102479454.112382234.122584124.132681234.142481124.15258022不同部位出水放置12小时江苏油田试采二厂卞东接转站现场实施情况及效果a.出水含油、含悬浮物均小于5mg/L，其中含油最低达到1mg/L，优于含油≤15mg/L、含悬浮物≤5mg/L的设计值；b.装置运行稳定，可靠性高；c.能耗低：工作压力≥0.17MPa（压力降≥0.03MPa），优于设计指标。（1）重点攻关技术—9项六、集输系统存在问题和技术对策⑤污水综合利用技术攻关高矿化度污水配聚及锅炉回用技术，降低处理费用，研究污水余热利用技术。（达标排放研究、政策不允许排放）⑥多元复合驱污水处理技术

针对多元复合驱产出污水，开展技术攻关研究，以满足三次采油的需要。

智能水驱技术有不同的提高采收率原理，一般是由几个原理共同发挥作用的。沙特阿美公司的勘探和石油工程研究中心（EXPEC）进行了改变注入水成分（盐浓度、离子构成和界面张力等）提高碳酸盐岩储层原油采收率的研究。油田实验结果表明该方法具有较大的应用潜力。另外，挪威国油等公司也开发了一些类似技术，目前正进行实验验证。（1）重点攻关技术—9项2、地面集输发展趋势及重点攻关方向六、集输系统存在问题和技术对策⑦大型酸化压裂返排液处理及回用技术

针对单井返排液高达15000方左右的特点，通过攻关返排液高效处理和回用技术，实现将返排液回用于压裂液配制，节约清水资源、保护环境。⑧固体废弃物处理、处置技术

开展含油污泥减量化、污泥资源化利用技术研究。（1）重点攻关技术—9项2、地面集输发展趋势及重点攻关方向六、集输系统存在问题和技术对策截至2010年底，地热资源利用总量合计约500万吨标准煤。浅层地热能供暖（制冷）面积：1.4亿m2

地热供暖面积：0.35亿m2高温地热发电总装机容量：24兆瓦洗浴和种植：约合50万吨标准煤2010年，全国能源消耗总量约相当于32.5亿吨标准煤，地热资源利用总量仅占全国0.15%（美国2005年约占0.3%；冰岛>50%）。

a.我国地热资源丰富，整体开发利用程度较低⑨地热综合利用技术（1）重点攻关技术—9项b.中石化地热资源开发利用已初具规模2006年，中石化新星公司与冰岛公司组建陕西绿源地热能源开发有限公司（新星51%，绿源49%），标志着中国石化上游地热产业进入高速成长期。截至2012年底，新星地热开发区域已扩展到山东乐陵和商河、山西运城、河南长垣、河北雄县、陕西咸阳和武功、辽宁盘锦等地，拥有地热井91口，供暖能力达1000万平方米，约占全国常规地热供暖面积的25%，年可替代标煤14万吨，减排二氧化碳38万吨，节能减排效果显著。（全国第一！）⑨地热综合利用技术（1）重点攻关技术—9项c.地热资源在油田地面中的应用积极开发利用地热资源，是贯彻中国石化绿色低碳战略的有效举措。在油田地面工程中，如何利用地热资源实现节能减排是今后发展方向之一。集输管网伴热输送/掺热水输送；联合站站内流程换热/加热；站内办公区或矿区采暖；中温地热资源发电技术等。⑨地热综合利用技术（1）重点攻关技术—9项

“十二五”期间将加大稠油油田、化学驱和海上油田开发的步伐，油气集输系统仍将面临着诸多新的矛盾和问